海上气井环空带压管理方案研究及应用

海上气井环空带压治理方案争论及应用;武治强;何英明;刘书杰;曹砚锋;何保生;杨向前;欧阳铁兵;范志利18MPa,APIRP90ISO16530-2具状况,针对海上环空带压气井,建立了一套适用于海上气井环空带压的治理方案,并通过在海上气田的应用分析证明白方案的可行性.本文争论成果对于海上环空带压气井的安全生产和治理具有指导意义.《中国海上油气》【年(卷),期】2023(031)0037(P140-146)海上;气井;环空带压;安全;方案;武治强;何英明;刘书杰;曹砚锋;何保生;杨向前;欧阳铁兵;范志利【作者单位】100028;中国海洋石油国际100027100028;中海油争论总院有100028100028;中海油争论100028100027;中海油100028100028;100028【正文语种】中文成油气泄漏事故,其后果格外严峻。气井生产阶段常见的井完整性问题主要包括油套管腐蚀、环空带压、水泥环气窜等，其中环空带压(SCP)是海上气井生产阶段消灭油气井完整性问题的主要表现形式，是气田生产治理的难题[1-5]。油套管丝扣起火灾甚至爆炸事故，造成严峻的人员伤亡、平台损毁和环境污染。Bourgoyne4[6-7]，其6a，A23.4MPa47.6MPa。作业者认为风险可控，连续生产2aAB管和技术套管之间的环空)使表层套管又被压裂，导致地下井喷的发生。地下井喷穿透地层窜到海床，造成平台四周海床沉降，平台渐渐倾斜直至倾覆。井喷失控46d1700×104m3509m340km2风险是亟待解决的问题。本文在梳理分析中海油环空带压气井现状的根底上，通过争论APIRP90和ISO16530-2[8-10]，结合海上气井的井身构造、完井管柱和井下工[11-13]，通过分析环空压力的来源，开展泄压/压力恢复测试分析和评价，建立最大允许环空带压值计算方法，并通过现场应用证明该套海上气井环空带压管1海上气井环空带压现状8122111498A50C30BD10%[6-7]。100口，大局部带压环空为A80%以上；其B15%；C、D的进展趋势，已经严峻影响海上气井的安全生产。X14AA、BXCO21A18.2MPa，超过油压(16.8MPa)1.4MPa。假设环空高压自然气压裂套管引起地下井喷，可能导致海床H2S对平台人员和生产设备带来严峻的安全威逼。APIRP90[8-9X1XAX1X31、21，X1A12h18.2MPa17.5MPa，降幅3.85%)，B1.4MPa2，X3井A、B都超过油压，A12h10.6MPa10.4MPa，1.89%)，B8.6MPa2φ12.7mm12h，环空压力根本不降低，这说明井下发生了泄漏且泄漏量接近φ12.7mm1XTable1Pressurebleed-downtestforSCPwellsinXgasfield，EastChinaSea/MPaA/MPaA12h/MPaB/MPaA12hB压力/MPaX116.818.217.51.41.4CO2质量分数4.6%X213.914.514.200CO23.4%X36.110.610.48.68.6CO22.4%X510.310.98.60.10.1CO24.2%X68.29.88.20.30.3CO24.3%1XX1Fig1Pressurebleed-downtestforWellX1inBohaiXgasfield2XX3Fig2Pressurebleed-downtestforWellX3inBohaiXgasfield环空压力来源分析环空引起。造成环空带压的缘由很多，主要包括：①油套管泄漏(如油管、套管丝扣泄漏)；②井下工具泄漏(如封隔器密封失效、井下安全阀泄漏、气举阀泄漏等)；[6-10]。环空压力可能来源于任何带压地层，如油气储层、浅层气等。固井质量不合格是导致水泥环气窜的直接缘由，此外在油气井套管试压、后期酸化[4-5]。当水泥3水泥环内部产生微裂纹或裂痕；③其次胶结界面胶结破坏，产生微环隙。以上3种状况都会导致环空带压问题。CO2H2S3[103，A源途径主要是：BB挂泄漏、密封刺穿、连接泄漏。BC3Fig3Commonleakagepathofdownhole环空压力测试评价对于环空带压气井，需要开展泄压/压力恢复测试来推断环空压力的来源。依据APIRP90[8-9φ12.7mm24h24h，依据测试数据画出泄压/压力恢复组分分析，帮助推断环空气体的来源。泄压/压力恢复测试方法使用标定合理的压力表或压力记录装置。在环空的泄压和压力恢复测试中，要监测相邻的环空以确定油管和套管或者套管和套管之间是否存在窜通。测试过程中要监测油管流淌压力或关井油压并记录。测试过程中要监测和记录全部施加的压力以及施加压力的缘由。在测试中，井下安全阀应开启。全部压力应当连续记录或者按肯定时间间隔记录。φ12.7mm测试结果分析0，压力不恢复。024h(SCP)。压力源是来源于热效应或是泄漏量很低的结果，可认为屏障是有效的。0，压力恢复但不到原值。φ12.7mm024h屏障是否仍旧可承受。0。24hφ12.7mm0，那么认为屏障已φ12.7mm并实行相应处置措施，如堵漏或修井等。相邻环空压力响应。施。环空流体取样分析在环空泄压测试过程中，可通过对环空流体取样进展组分分析，与油管生产的产层A体受热膨胀、汽化导致的热蒸汽。最大允许环空带压值计算方法确定原则当套管和油管由不同材质和磅级组成时，计算最大允许的环空带压值(MAWOP)时的安全系数取值应考虑以下几点：套管柱内的其他元件的最小压力级别，比方接箍、螺纹等。管体不同程度的磨蚀或腐蚀。套管不同程度磨损。生产年限的影响。者材质使用相应的降级系数。最大允许带压值确实定Aa1、b1、c1、d1等系数取值，四者之间最小值作为A允许带压值。(1)式(1)中：pAA,MPa；a1、b1、c1、d1ppc,MPa；picMPa；pt抗外挤强度，MPa；pchMPa。Bb1、b2、c2、d1最大允许带压值。(2)式(2)中：pBBMPa；b2、c2psc层套管抗内压强度，MPa；ptcMPa。C环空。表层套管抗内压强度、技术套管抗外挤强度和套管头强度分别依据b2、b3、d1pC=min(b2psc,b3poc,d1pch)(3)式(3)中：pCC,MPa；b3poc抗外挤强度，MPa。的状况，应对算法作相应调整。APIRP90实例应用XX7φ114.3mmφ177.8mmφ244.475mmφ339.725mmφ508mm套管。目前该气井A15.5MPa，B6.2MPa，C、DAPIRP90[8-1350%，7580%，考虑到3022XX7Table2BasicdataofWellX7inXgasfield，EastChinaSea/MPa/MPa强度/MPa80%抗内压强度/MPa50%抗内压强度/MPa30%抗内压强度/MPa75%抗外挤强度/MPa60%套管头强度/MPa58.151.7————38.8A43.726.470.035.021.9—19.842.0B47.332.870.037.823.7—24.642.0C34.615.670.027.717.3—11.742.0D16.65.335.013.38.34.984.021.03A、BA、B空之间有连通，B、CA、BA、B3A、B没有连通的状况下，A21.9MPa，B19.8MPaA15.5MPa，B6.2MPa，都不超过最大允许带压值。A、BA、BAB4A、B连通的状况下，AA、B19.8MPaA15.5MPa，B6.2MPa，不超过最大允许带压值。3XX7A、BTable3CalculationofMAWOPforthereisnoconnected betweenAandBannulusofWellX7inXgasfieldEastChinaSea/MPa/MPa/MPa/MPa58.151.7——A43.726.470.021.9B47.332.870.019.8C34.615.670.013.3D16.65.335.04.984XX7A、BTable4CalculationofMAWOPforthereisconnectedbetweenAandBannulusofWellX7inXgasfield，EastChinaSea/MPa度/MPa/MPaMAWOP/MPa58.151.7——A43.726.470.019.8B47.332.870.019.8C34.615.670.013.3D16.65.335.04.98B、CB、CBC最大允许环空带压值为准，AC80B5。结果说明，在B、C环空之间有连通的状况下，A环空最大允许带压值不变，仍为21.9MPa，BB、C13.3MPaA15.5MPa，B6.2MPa，不超过最大允许带压值。5XX7B、CTable5CalculationofMAWOPforthereisconnectedbetweenBandCannulusofWellX7inXgasfield，EastChinaSea/MPa/MPa外挤强度/MPa/MPa/MPa58.151.7——A43.726.470.021.9B47.332.870.013.3C34.615.670.013.3D16.65.335.04.986结论及建议建立了一套针对海上环空带压气井的治理方案，并通过实例应用证明白该方案合理可行。通过泄压/压力恢复测试和环空流体组分分析，确认环空压力来源；建决方案;在环空压力不超过最大允许环空带压值时亲热监控不泄压，可避开频繁泄压增加现场作业工作量以及频繁泄压可能引起的泄漏口刺大而增大安全风险。H2S、CO2的安全生产治理。参考文献【相关文献】李中，刘书杰，李炎军，等．南海高温高压钻完井关键技术及工程实践[J]．中国海上油气，2023,29(6)：100-107.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2023.06.013.LIZhong,LIUShujie,LIYanjun,etal.KeytechnologyandpracticeofHTHPwelldrillingandcompletioninSouthChinaSea[J].ChinaOffshoreOilandGas,2023,29(6):100-107.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2023.06.013.，曹砚锋，刘书杰，等．海上油气井完整性现状及解决方案[J]．中国海上油气，2023,30(6)：115-122.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2023.06.014.LIQiang,CAOYanfeng,LIUShujie,etal.Wellintegritystatusandsolutionforoffshoreoilandgaswells[J].ChinaOffshoreOilandGas,2023,30(6):115-122.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2023.06.014.张喜明，樊建春，杨周，等．海上气井环空带压地面监测诊断方法争论[J]．中国安全科学学报，2023,25(6)：129-135．ZHANGXiming,FANJianchun,YANGZhou,etal.Researchongroundmonitoringdiagnosisofsustainedcasingpressureforoffshoregaswell[J].ChinaSafetyScienceJournal,2023,25(6):129-135.张智，黄熠，李炎军，等．考虑腐蚀的环空带压井生产套管安全评价[J]．西南石油大学学报(自然科学版)，2023,36(2)：171-177．ZHANGZhi,HUANGYi,LIYanjun,etal.Safetyevaluationofproductioncasingconsideringcorrosioningaswellwithsustainedcasingpressure[J].JournalofSouthwestPetroleumUniversity(Science&TechnologyEdition),2023,36(2):171-177.武治强，岳家平，，等．套管与水泥环胶结界面水力密封完整性评价试验争论[J]．中国海上油气，2023,30(6)：129-134.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2023.06.016.WUZhiqiang,YUEJiaping,LIQiang,etal.Experimentalstudyonhydraulicsealintegrityevaluationofcasing-cementsheathbondinginterface[J].ChinaOffshoreOilandGas,2023,30(6):129-134.DOI:10.11935/j.issn.1673-1506.2023.06.016.BOURGOYNEAT,SCOTTSL,REGGJB.SustainedCasingPressureinOffshoreProducingWells[C].Houston,Texas:OffshoreTechnologyConference,1999.BOURGOYNEAT,SCOTTSL,MA